Contribuição da Abraceel à Consulta Pública nº 33 do Ministério de Minas e Energia. Aprimoramento do marco legal do setor elétrico

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1 Contribuição da Abraceel à Consulta Pública nº 33 do Ministério de Minas e Energia Aprimoramento do marco legal do setor elétrico Brasília, 17 de agosto de 2017

2 Brasília, DF, 17 de agosto de Contribuição da Abraceel à Consulta Pública nº 33/2017 Aprimoramento do marco legal do setor elétrico A Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel) apresenta contribuição à Consulta Pública nº 33 de 2017 do Ministério de Minas e Energia, que propõe medidas legais que viabilizem o futuro do setor elétrico com sustentabilidade a longo prazo. Conteúdo Introdução... 4 Síntese das principais contribuições da Abraceel... 5 Grupo 1 Compromissos e elementos de coesão... 5 Grupo 2 Medidas de destravamento... 6 Grupo 3 Alocação de Custos e Racionalização... 8 Grupo 4 Medidas de Sustentabilidade e Desjudicialização... 8 Detalhamento das principais contribuições da Abraceel... 9 Grupo 1 Compromissos e elementos de coesão... 9 Da autoprodução... 9 Da redução dos limites para acesso ao mercado livre Figura 3 - Cronograma CP Da fronteira entre atacado e varejo Fim do direito do consumidor à migração por comunhão de carga O papel das distribuidoras no futuro Grupo 2 Medidas de destravamento Desobrigação de contratação Regras comerciais para máximo acoplamento entre formação de preço e operação Garantias Financeiras Possibilidade de redução de custos de transação na geração Possibilidade de Separação de Lastro e Energia Dos aspectos transicionais da separação entre lastro e energia Grupo 3 Alocação de Custos e Racionalização

3 Sobrecontratação involuntária decorrente da migração de consumidores para o mercado livre Pagamento da conta ACR pelos consumidores que exercerem a migração Diretrizes e compromissos para fixação de tarifas Subsídios às fontes incentivadas Racionalização de descontos na CDE Riscos e Racionalização dos Custos dos Contratos Regulados Grupo 4 Medidas de Sustentabilidade e Desjudicialização Descotização e privatização Desjudicialização do risco hidrológico Demais contribuições Itaipu Financiamento da EPE ANEXO I Grupo 1 Compromissos e elementos de coesão Grupo 2 Medidas de destravamento Grupo 3 Alocação de custos e racionalização Grupo 4 Medidas de Sustentabilidade e Desjudicialização

4 Introdução Em primeiro lugar, parabenizamos o Ministério de Minas e Energia pela forma democrática e pelo estímulo à participação de todos nas discussões sobre o aprimoramento do modelo de mercado do setor elétrico. A atitude do MME na condução da Consulta Pública nº 33 é inédita, inovadora, digna de registro, e afasta definitivamente o setor elétrico da prática autoritária e pessoal com que os governos vinham tratando os agentes de mercado nos últimos anos. A intervenção, o personalismo e o preconceito sobre a incapacidade de as forças de mercado promoverem a eficiência na alocação de recursos energéticos, ignorando o princípio constitucional da competição, levou ao aumento dos custos setoriais e do preço da energia no Brasil. A atual realidade brasileira mostra um afastamento dos principais mercados de energia elétrica ao redor do mundo, que já passaram por reformas e ajustes importantes, que deram ênfase aos sinais econômicos adequados, como a abertura do mercado, com o alinhamento entre a liberdade de escolha de todos os consumidores, e penetração das energias renováveis e da geração distribuída em bases comerciais. Tais mudanças geraram novos produtos e serviços comerciais aos consumidores. Em países vizinhos, como o Chile e a Colômbia, reformas no setor de eletricidade proporcionaram aos consumidores de menor porte a livre escolha de seus fornecedores. Mais recentemente, no México, iniciou-se uma reforma do setor elétrico, que deve reduzir ano a ano os requisitos mínimos para que os consumidores se tornem livres. Na União Europeia, o respeito ao direito de escolha dos consumidores sobre o supridor de energia, com fundamento em diretrizes claras de abertura de mercado, tem permitido a rápida difusão das novas tecnologias de produção e uso da eletricidade. No Brasil, onde o mercado de energia elétrica está enraizado em um modelo fortemente regulado e intervencionista, no qual o Estado decide tudo pelos consumidores, chegando ao requinte de endividá-los em momentos de preços muito altos para evitar passar o sinal econômico da escassez que indicasse a necessidade de redução do consumo, ainda há grande relutância das autoridades em dar aos consumidores finais o direito de escolha de seu fornecedor de energia elétrica o que se convencionou chamar de portabilidade da conta de luz. Além disso, os diversos problemas enfrentados pelo setor elétrico ao longo dos últimos anos, decorrentes principalmente dos efeitos da Medida Provisória nº 579 de 2012 e da excessiva intervenção, demonstram a necessidade e a urgência de aprimorar o modelo setorial vigente, de modo a introduzir mecanismos competitivos, 4

5 a correta alocação de riscos entre os agentes e consumidores e o aprimoramento da formação de preços, que produzam os sinais corretos para a eficiência alocativa e produtiva. Para a Abraceel, a questão do direito de escolha do consumidor representa o entendimento de que essa é a única forma de assegurar que as mudanças serão irreversíveis no sentido de trazer menores preços de energia, novos produtos energéticos aos consumidores e o desenvolvimento de fontes renováveis e descentralizadas para a matriz energética do País. Síntese das principais contribuições da Abraceel Estão sintetizadas a seguir as principais contribuições da Abraceel à consulta pública, que são detalhadamente colocadas à frente. Grupo 1 Compromissos e elementos de coesão Propõe-se: Criação de marco regulatório para GD, de forma a possibilitar que consumidores de pequeno porte possam comercializar livremente seus excedentes de geração, pagando o respectivo ICMS, o uso da rede e demais encargos. Previsão da possibilidade de comunhão de carga de empresas do mesmo grupo econômico para exigibilidade de carga mínima (3MW) de autoprodutores. Estabelecimento de datas concatenadas: o cronograma de abertura do mercado deverá prever a concatenação de exigibilidades, ou seja, associar o fim da distinção entre consumidores livres e consumidores especiais, a separação atacado e varejo na CCEE e a extinção da comunhão de cargas às datas de liberação do mercado, que, por sua vez, estão associadas com o volume de contratos legados das distribuidoras, conforme demonstrado em estudo da Consultoria PsR, apresentado pela Abraceel; Liberação do mercado livre convencional para consumidores com carga superior a 500 kw a partir de 1º de janeiro de 2018: significa o fim da reserva de mercado das renováveis e da distinção entre consumidores livres e consumidores especiais e alivia a tendência de aumento de subsídios na CDE, sem, porém, aumentar o potencial máximo do ACL atual; 5

6 Lei Acaba com limite de tensão (69kV) 500kW (emparelhamento especial) Subgrupos A1, A2, A3, A3a (permanece comunhão) Todo grupo A Todo grupo B Concorda-se com a Limitação da obrigatoriedade de representação na CCEE por comercializadores, a partir de 2018, mas se propõe a redução de tal exigibilidade a consumidores com demanda inferior a 500 kw, ao invés de 1000 kw, preservando o direito de migração atual dos consumidores. Sugere-se manter a possibilidade da comunhão de cargas para o grupo A, e adicionar a permissão de contratação também de energia convencional. Essa medida está associada à proposição de liberação do mercado para consumidores com carga superior a 500 kw a partir de janeiro de Observe-se que a comunhão de cargas perde o sentido a partir de 2021, data sugerida de abertura do mercado a todos os consumidores do grupo A (concatenação). Entende-se, ainda, que falta na proposta, um elemento essencial entre os elementos de coesão, que vem a ser o papel das distribuidoras em um mercado liberalizado. Parece ser consensual, que deve caber a esses agentes o papel de operar e manter as redes de distribuição, devendo essas atividades serem apartadas da comercialização de energia aos consumidores. Contudo, a proposta da CP 33/17 preserva indefinidamente a figura da distribuidora como fornecedora de energia a consumidores cativos no caso os do grupo A com carga inferior a 75 kw e a totalidade dos consumidores do grupo B. Grupo 2 Medidas de destravamento Propõe-se: Implementação da separação de lastro e energia em 2019, de modo a permitir a discussão do modelo de transição em a desobrigação da contratação a partir de 2019: considera-se possível a desobrigação da contratação a partir de 2019, concatenada com a separação 6

7 entre lastro e energia e a contratação centralizada de lastro. Uma vez resolvida a expansão do sistema pela contratação centralizada de lastro, não faz sentido a existência de obrigação de comprovação bilateral de lastro para agentes e consumidores. Destaca-se que a desobrigação de contratação em 2019 evita a ocorrência de crises de papel, provocada pela junção entre lastro e energia. Apoia-se a adoção de preços horários, que proporcionará maior eficiência para o mercado, mas se sugere sua adoção em O ponto central é ter a definição de um cronograma de implementação, de modo a dar previsibilidade ao mercado. Conforme sinalizado pelo ONS, é possível iniciar os testes para a adoção de preços horários em 2018, para implementação efetiva em 2019, respeitando-se os critérios de governança estabelecidos pela Resolução CNPE 07/2016. Propõe-se que seja determinada a definição da metodologia que será utilizada para formação de preço por oferta até o fim de 2018 e sua consequente implementação a partir de Em outras palavras, propõe-se que a formação de preços por oferta seja determinativa e que ocorra em um prazo de quatro anos. A definição prévia do modelo a ser adotado é fundamental para o funcionamento do mercado e a contratação de energia com horizonte além da data prevista para a alteração do modelo de formação de preços. Destaque-se que os conjuntos de modelos hoje existentes, bem como de similares desenvolvidos por agentes e consultorias não perdem sua utilidade com a adoção da formação de preços por oferta, visto que servirão como suporte para as decisões de ofertas dos agentes. Apoia-se a chamada de margem diária (garantia financeira) a partir de 2019, condicionada, contudo, à concatenação com a redução do prazo de liquidação do mercado de curto prazo, de modo a dar maior segurança a esse, sem elevar desproporcionalmente os custos de transação; Recomenda-se estabelecer na MP/Projeto de Lei a não incidência tributária nas operações realizadas pela entidade centralizadora de contratos/comprador único, de forma a evitar-se a discussão hoje ainda presente na energia de reserva. Sugere-se alteração na composição do CMSE e do CNPE, de forma a aumentar a participação do mercado na composição dos Comitês, com representantes de todos os segmentos. 7

8 Grupo 3 Alocação de Custos e Racionalização Pleiteia-se a implementação imediata da venda de excedentes pelas distribuidoras, já prevista na Lei /16, por meio da edição de Decreto com as diretrizes para a regulamentação da Aneel. Apoia-se a criação do encargo da venda de excedentes dos contratos legados do ambiente regulado, mas se entende que o encargo da venda de excedentes deva ser pago somente pelos consumidores cativos e aqueles cuja migração ocorra após a promulgação da MP. Ademais, deve-se garantir o máximo esforço das distribuidoras para minimizar a sobrecontratação involuntária, decorrente das migrações. Destaca-se que os estudos contratados pela Abraceel (anexos a esta contribuição) concluem que o valor do encargo de contratos legados deverá ser pequeno, ou até negativo. A Abraceel posiciona-se contra a cobrança da conta ACR pelos consumidores do ACL, posto que existem diversas distorções na cobrança do encargo,como os componentes tarifários financeiros incidentes sobre a Tarifa de Energia que não são consideradas na migração para o ACL. Além disso, os novos consumidores cativos que se conectaram ao sistema após 2015 (data do fim do contingenciamento da Tarifa de Energia que originou a Conta ACR) também pagam a Conta ACR em conjunto com os demais consumidores cativos. Nessa mesma linha, os consumidores livres e cativos que se conectaram após 2015 não deveriam arcar com os custos da Conta ACR. Apoia-se a alteração da forma de concessão do prêmio de incentivo às fontes incentivadas proposta pelo MME. Grupo 4 Medidas de Sustentabilidade e Desjudicialização Além da possibilidade proposta pelo MME, propõe-se também a previsão legal para a descotização de empreendimentos que já foram privatizados nos termos da Lei /13, proporcionando a correta alocação de riscos e sinal e preços para o mercado em relação às usinas que foram cotizadas. Propõe-se a alocação integral do benefício econômico das usinas que forem descotizadas e/ou privatizadas ao conjunto de consumidores do setor elétrico. Renova-se o pedido de revogação da Portaria MME 455/2012 e cancelamento da Resolução CNPE 03/2013, sem ônus para a União, de modo a reduzir a judicialização no setor elétrico, sem condicionantes ou exigências suplementares. 8

9 Sugere-se que os direitos ao ressarcimento da retroação do encargo de despacho fora da ordem de mérito sejam alocados aos proprietários originais das usinas hidrelétricas nas respectivas datas de ocorrência do GSF. Detalhamento das principais contribuições da Abraceel As contribuições da Abraceel à CP 033 serão detalhadas a seguir, subdivididas pelos grupos determinados pelo MME. Grupo 1 Compromissos e elementos de coesão Da autoprodução A proposta do MME, consubstanciada na alteração do 4º, do Art. 14-A da Lei 9.074/95, estabelece que o pagamento de encargos pelo autoprodutor, para as suas unidades consumidoras com carga mínima de kw, deverá ser apurado com base no consumo líquido. Desta forma, conforme destacado na Nota Técnica nº 5/2017/AEREG/SE, o autoprodutor é caracterizado como espécie do gênero consumidor livre. Nesse diapasão, entende-se que deva haver a possibilidade de que unidades consumidoras realizem a comunhão de carga de fato ou de direito para atingir a carga mínima de kw. De fato, é comum que empresas de grande porte e grupos econômicos que investem em autoprodução tenham unidades consumidoras dispersas, o que não as caracteriza como grandes consumidores. A Nota Técnica 05/2017 argumenta que consumidores de carga menor podem buscar alternativas de geração própria com registro, nas figuras de micro e minigeração distribuída. Considera-se que tal justificativa não tem respaldo fático, uma vez que as regras de micro e mini geração distribuída se aplicam apenas a consumidores regulados. Por essa razão, considerado inclusive o contexto de abertura do mercado e destravamento setorial, entende-se que consumidores de menor porte não devem ser limitados aos mecanismos de compensação da micro e minigeração distribuída, que não geram sinais adequados para a ampliação da capacidade instalada do consumidor. Nesse sentido, propõe-se que sejam editadas diretrizes para que a geração de energia elétrica por consumidores com instalações de micro e minigeração seja objeto específico de regulação da Aneel, que deverá disciplinar, dentre outros: I as condições técnicas e as modalidades de acesso simplificado às redes de energia elétrica; 9

10 II os critérios para localização geográfica da geração e do consumo; III a possibilidade de livre comercialização de energia elétrica pelas unidades consumidas optantes. IV O pagamento do uso das redes de distribuição com a aplicação de tarifas binômias Lembra-se que a venda de excedentes de geração distribuída já é discutida pelo mercado desde 2014 e, em 2015, foi definida como uma das ações a serem desenvolvidas pelo grupo de trabalho ProGD do MME, criado por meio da portaria nº 538/2015. Nessa direção, sabe-se que a CCEE já estudou os mecanismos necessários para a operacionalização da venda, conforme disposto na NT CCEE 0004/2015. Ademais, a Nota Técnica nº5/2017/aereg/se propõe a alteração do cálculo do consumo líquido dos autoprodutores, estabelecendo a incidência de encargos na parcela de compra de terceiros que exceder o seu consumo total. É importante ressaltar que a energia comprada e não consumida será revendida ao mercado e sobre ela não deveria haver a incidência de encargos, pois onera as atividades de autoprodução, desestimulando investimentos na área. Da redução dos limites para acesso ao mercado livre O mercado livre de energia traz consigo a possibilidade de o consumidor escolher o seu fornecedor de energia elétrica. Somente o fato de existir tal possibilidade, mesmo que não exercida, estabelece o que a teoria de mercados contestáveis denomina como competição potencial (a competição potencial estimula as empresas a aprimorarem suas atividades, diversificando produtos e aumentando sua eficiência). De acordo com o relatório Abaccus 1, preparado pela empresa americana DEFG, na América do Norte, onde 39.2 milhões de residências são elegíveis, apenas 44% exerceram a opção. Entretanto, é possível perceber os benefícios trazidos pela contestabilidade. 1 Disponível em 10

11 Hunt 2 esclarece que em um mercado onde consumidores de menor porte podem escolher diretamente seu fornecedor, há maior pressão para que os geradores pratiquem menores preços. Esta teoria é constatada na prática na América do Norte (EUA e Canadá), onde, entre os anos de 1997 e 2014, o preço da energia elétrica caiu em relação à inflação, em média, 4,5% nos mercados abertos, enquanto subiu 8,4% nos mercados regulados. A percepção de queda é ainda maior quando se trata de consumidores comerciais, que praticam valores 17,7% mais baixos na conta de luz no mercado livre, quando comparado com o mercado cativo. Figura 1 - White Paper - Evolution of Revolution. Compete Coalition, 2015 Conforme estudo da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE): A ampliação dos mercados nos setores regulados, com destaque para o setor elétrico, poderia gerar ganhos de até de 3% do PIB nas economias dos Estados Unidos e Europa, ou atingir benefícios ainda maiores em função dos incentivos à inovação. No caso brasileiro, também é possível perceber os benefícios econômicos trazidos pelo mercado livre para os consumidores de energia. Conforme estudo realizado pela Thymos Energia, entre 2003 e 2016 os preços médios do ACL foram 21% mais baixos que a Tarifa de Energia do mercado cativo, resultando em um benefício de R$70 bilhões no período. 2 Sally Hunt. Making Competition Work in Electricity,

12 Figura 2 - Benefício Acumulado do Mercado Livre Conforme constatado pela Confederação Nacional da Indústria (CNI): O ambiente de livre contratação é um importante fator de competitividade para o mercado de energia e constitui uma conquista que não pode ser perdida. Nesse mercado estão as grandes indústrias que formam a base das cadeias produtivas nacionais. (CNI / Propostas da indústria para as eleições 2014). Contudo, é importante destacar que os benefícios da abertura dos mercados de energia não se limitam aos preços. Percebe-se que em mercados com ampla elegibilidade os fornecedores, para manter seus clientes em um mercado contestável, oferecem uma variedade de produtos e serviços, como preços diferenciados pelo horário de uso (time-of-use), diferentes opções de pagamento e até mesmo opções para geração distribuída. Assim, o consumidor passa a ter maior interação com o mercado (prosumer), aumentando a eficiência de toda a cadeia. Nesse sentido, é fundamental observar que a indústria de energia vem se transformando no mundo nos últimos anos, com inserção e redução progressiva de custos de novas tecnologias como a geração distribuída, armazenamento de energia, veículos elétricos e gestão da demanda, entre outros. Essa revolução tecnológica é inexorável, e as mudanças no modelo setorial propostas pelo MME devem preparar o SEB para esse novo cenário, sendo a liberdade de escolha dos consumidores uma importante ferramenta para estimular a eficiência produtiva e alocativa. Segundo a Agência Internacional de Energia (IEA): Os mercados estão melhor equipados para enfrentar os desafios e explorar as oportunidades de um futuro com mais diversidade. 12

13 Já de acordo com a Comissão Européia (EC), a abertura dos mercados de energia à competição permitiu aos consumidores se beneficiar com preços menores e novos serviços que proporcionam maior eficiência e auxiliam a tornar a economia mais competitiva. A proposta apresentada na Consulta Pública 033/17, por meio da Nota Técnica nº05/2017/aereg/se, traz um cronograma de abertura progressiva e parcial do mercado, com redução do atual limite para migração de consumidor para o mercado livre, de 3 MW, para 75 kw em 2028, conforme cronograma abaixo. Não há previsão para liberação a todos os consumidores do grupo B. MP Fim do limite de tensão (69kV) kW kW kW (emparelhamento especial) kW kW Figura 3 - Cronograma CP 033 Pela Nota Técnica, o MME reconhece que a abertura proposta é conservadora, estabelecida de forma a evitar uma transição muito acelerada sem adequada preparação e adaptação dos instrumentos e elementos de coesão que garantem a sustentabilidade dessa abertura. Dessa forma, ainda que admita na NT-05/17 que a possibilidade de escolha do próprio fornecedor de energia elétrica seja um benefício, o MME, 22 anos após a edição da Lei 9.074/95, ainda reluta em dar liberdade a maior parte dos consumidores e inclusive não prevê tal possibilidade antes de Embora a Abraceel concorde que uma abertura feita de forma inconsequente poderia trazer transtornos indesejáveis, em especial o agravamento da sobrecontratação das distribuidoras, o MME estabeleceu os marcos de abertura, mas não apresentou um estudo que fundamente o cronograma proposto. Por seu turno, a Abraceel contratou um estudo junto à consultoria Thymos Energia, anexo a esta contribuição, para avaliar a ampliação potencial do mercado livre com o cronograma de abertura proposto pelo MME. Os quadros a seguir trazem os números do mercado cativo atual: 13

14 Tabela 1 - Mercado Cativo Potencialmente Livre Demanda Contratada Nº de MWméd % SIN Proposta Consumidores MME Total com D > 500 kw ,41% ANO kw > D > 500 kw ,80% kw > D > kw ,87% kw > D > kw ,16% 2020 Demanda > kw ,58% atual Tabela 2 - Continuação Mercado Cativo Potencialmente Livre Demanda Contratada Nº MWméd % SIN Ano Faltam consum. (anos) Total com demanda < 500 kw ,21% 400 kw > Demanda > 500 kw ,70% kw < Demanda > 400 kw ,51% Destarte, é preciso esclarecer que esse é o mercado total elegível e, de acordo com as experiências internacionais, que serão descritas à frente, ainda há que se considerar que uma parte significativa do mercado continua formada por consumidores atendidos por tarifas reguladas, mesmo décadas após a liberalização total do mercado. Cabe observar, com relação às proposições da CP 033/17, que, pelas regras atuais, consumidores com demanda superior a 500 kw já podem optar livremente por seu fornecedor, desde que a energia seja proveniente das chamadas fontes incentivadas. Assim, a proposta do MME não amplia ACL até 2024, apenas permite que os consumidores com demanda inferior a kw e superior a 500kW possam comprar também energia convencional. Na prática, a medida pode fazer com que MWméd, que migrariam apenas como consumidores especiais, possam migrar como consumidores livres, mas somente a partir de 2020/2022. Em linhas gerais, o estudo permite algumas conclusões, bastante elucidativas, sobre a proposta da CP 033/17-MME. Para efeito de comparação, destaca-se que o ACL consumiu MWméd em 2017 (jan-jun). A proposta da CP 033/17-MME: 14

15 trava ampliação do ACL até 2024, uma vez que possibilita sua ampliação em somente 2,3% nesse período (427 MW médios); possibilita a ampliação do mercado atual em somente 24%, no período de mais de uma década. Em 11 anos, a ampliação potencial do mercado livre sugerida pelo MME é de apenas MW médios; a migração Máxima Potencial do ACL em 2028 não alcança a metade do mercado, ficando em 44,4%; em 2028, 151 mil consumidores do Grupo A permanecem impedidos de optar pelo seu fornecedor de energia. Esses representam, no entanto, apenas 441 MWméd; mantém indefinidamente como cativos mais de 80 milhões de consumidores (55,6% do mercado total do SIN), a despeito de a Lei ter possibilitado essa liberalização 22 anos atrás. Em 2016, a Abraceel apresentou ao MME um estudo realizado pela PSR, também apresentado como anexo desta contribuição, o qual demonstra a viabilidade de que seja estabelecido um cronograma de abertura mais célere e de forma aderente ao atual cenário de contratação das distribuidoras, de forma a minimizar o risco de sobrecontratação das distribuidoras (a nível Brasil) durante o processo de abertura do mercado. O estudo se baseia no natural decaimento dos contratos do ambiente regulado e nas projeções decrescimento da demanda e oferta já contratadas. Nesse diapasão, o estudo estima que cerca de 15% da demanda dos níveis de tensão A3 e A3a; 25% dos níveis de tensão A4 e As e 66% dos níveis de Baixa Tensão permaneceriam no mercado cativo, mesmo possuindo o direito de escolha do fornecedor, refletindo as tendências globais observadas nos mercados de energia liberalizados. Com isso, um cronograma ótimo de migração, ou seja, sem acarretar a sobrecontratação das distribuidoras, permitiria a elegibilidade dos consumidores dos subgrupos A1, A2, A3 e A3a a partir de 2020, dos subgrupos A4 e AS a partir de 2021 e do Grupo B a partir de 2024, conforme detalhado no estudo e apresentado a seguir: 15

16 Figura 4 - Volume Atual de Contratos Legados das Distribuidoras (abril/2017) Figura 5 - Cronograma ótimo de abertura considerando os contratos legados do ACR 16

17 Não se pode deixar de mencionar que há uma forte pressão no Congresso Nacional para conceder o direito de escolha a todos os consumidores de energia elétrica por meio dos projetos da portabilidade (PLS 232/16 e PL 1917/15). Na visão da Abraceel, com base nos estudos apresentados pela PSR, o cronograma abaixo reflete melhor a possibilidade de abertura do mercado. Mesmo esse cronograma, mais expedito na concessão do direito de escolha, é considerado muito conservador por parte dos parlamentares ouvidos. Vale mencionar que foi criada no Congresso Nacional uma Frente Parlamentar Mista em Defesa das Energias Renováveis, Eficiência Energética e Portabilidade da Conta de Luz, que tem sido atuante para garantir, de forma célere, o direto de escolha por todos os consumidores. Lei Acaba com limite de tensão (69kV) 500kW (emparelhamento especial) Subgrupos A1, A2, A3, A3a (permanece comunhão) Todo grupo A Todo grupo B Figura 6 - Cronograma Proposto Desse cronograma, destaca-se o emparelhamento com o consumidor especial em 2018 ao invés de 2022, como sugerido na CP 033/17. Como será tratado mais à frente, é de extrema importância que se libere a contratação de energia convencional aos atuais consumidores especiais. É importante destacar que este cronograma elaborado pelo estudo da PSR não levou em consideração possíveis descotizações, como são propostas na NT 005/2017, trazendo uma possibilidade de antecipá-lo, caso sejam efetivadas. Levando em consideração as usinas da Eletrobras, que hoje estão em regime de cotas, existe um potencial de descotização de 7,8GW médios. Não se deve esquecer que a abertura do mercado proposta pela Abraceel não tem natureza compulsória, isto é, apenas permite aos consumidores o direito de optar pelo seu fornecedor de energia elétrica, mas não os obriga a tanto. Nesse sentido, há que se contestar a argumentação contida na NT 005/17, de que a razão preponderante para a não previsão de abertura do mercado aos consumidores do grupo B deve-se ao desconhecimento dos consumidores sobre o mercado livre. 17

18 A Abraceel realiza anualmente pesquisa junto aos consumidores, por meio do IBOPE3, com abrangência nacional. Todas as consultas realizadas mostram que a maioria dos consumidores deseja ter a possibilidade de opção. Ademais, o desconhecimento é natural, pois não existe o produto no mercado. Entende-se que se a abertura for permitida, caberá aos potenciais fornecedores atrair os consumidores, mediante oferta de preços mais atraentes e de pacotes de serviços que melhor atendam aos consumidores, a exemplo do que acontece na telefonia. Figura 7 - Pesquisa Ibope: a escolha do fornecedor de energia elétrica Fonte: Ibope Inteligência. Disponível em: Ibope-Abraceel-2017.pdf A Abraceel concorda com a necessidade de que o cronograma de abertura do mercado tenha por base os resultados de uma análise do impacto dessa abertura sobre os diversos agentes envolvidos (consumidores, distribuidoras, geradores, comercializadores), principalmente em relação aos contratos legados e à financiabilidade da expansão do sistema. Nesse sentido, a proposta apresentada pela Abraceel considera a concatenação do cronograma de abertura ao volume de contrtos legados do ACR e a separação entre a contratação de lastro e energia para equacionar os custos de expansão da capacidade de geração do sistema, cuja financiabilidade está também intrinsecamente ligada à estabilidade regulatória, à segurança jurídica e à existência de um mecanismo de formação de preços crível e aderente à operação física do sistema. 3 A íntegra da pesquisa está disponível em: Abraceel-2017.pdf 18

19 Por fim, deve-se registrar que as medidas, que, num primeiro momento, induzem o fechamento do mercado e, posteriormente, sua excessivamente lenta e parcial abertura, contrastam com o fundamento do Grupo 2 Medidas de destravamento apresentadas pelo MME. Na sua essência, o estabelecimento de um cronograma realista e célere para estender a possibilidade de escolha do fornecedor de energia elétrica a todos os consumidores é a mais fundamental medida de destravamento que o MME poderia adotar para aumentar a eficiência do setor. Portanto, a Abraceel propõe que o cronograma de abertura seja mais condizente com o atual cenário brasileiro e mais aderente à expectativa dos parlamentares e da sociedade em torno da portabilidade da conta de luz, visando, inclusive, facilitar a tramitação da medida no Congresso Nacional, conforme apresentado na Figura 2 Cronograma Proposto, porque há fundamento para tanto, conforme aqui mostrado. Da fronteira entre atacado e varejo A consulta propõe que, a partir de 2018, os consumidores com carga abaixo de 1 MW só possam migrar para o mercado livre se forem representados por um agente de comercialização perante a CCEE. Não são desconhecidas as razões para essa proposição o crescimento excessivo do número de agentes da CCEE e a necessidade da clara separação entre atacado e varejo, essencial para um mercado eficiente e para a adoção de aprimoramentos como a redução dos prazos de liquidação e a chamada de margem diária de garantias. Cabe ponderar, entretanto, que a obrigatoriedade de tal medida deve criar uma relação não isonômica entre os consumidores, baseada apenas na data em que ocorrerá a migração para o mercado livre. Nesse sentido, entendemos que a nova regra deve ser implementada apenas aos consumidores que hoje não são elegíveis ao mercado livre, ou seja, aqueles com demanda contratada inferior a 500 kw, de modo a preservar o atual direito de migração dos consumidores. Ademais, sugere-se que, caso seja estabelecido critério para a separação entre atacado e varejo que afete os atuais consumidores potencialmente livres (ou especiais), deve ser estabelecido para entrar em vigor em, no mínimo, seis meses após a publicação da medida provisória ou da aprovação do projeto de Lei e que a denúncia do contrato seja considerada como a data para a verificação da migração. A razão para isso é que a partir da data de denúncia do contrato do CCER, que deve preceder em pelo menos 6 meses a migração efetiva do consumidor, esse, a comercializadora e a própria distribuidora assumem obrigações no mercado vinculadas à denúncia do contrato e seriam impactados pela mudança de regra. Tal medida, inclusive, poderá reduzir reduz o risco de eventuais judicializações por parte de agentes afetados. 19

20 Deste modo, propõe-se que, a partir de 2018, no exercício da opção pelo mercado livre, os consumidores com carga inferior a 500 kw devam ser representados por um agente de comercialização perante a CCEE. Não obstante, no entendimento da Abraceel, é importante aperfeiçoar o marco regulatório do comercializador varejista, no que diz respeito aos mecanismos legais e regulatórios necessários para fazer frente à inadimplência, equiparando todos os agentes que comercializam energia com o consumidor final. Desse modo, propõe-se que seja promovida uma alteração legal para deixar explícito que o não pagamento das faturas de energia elétrica seja no ambiente regulado, no mercado livre ou no MCP enseja o corte físico do atendimento do consumidor, cujos prazos devem ser os mesmos, independentemente do tipo de fatura inadimplida. Fim do direito do consumidor à migração por comunhão de carga A Nota Técnica propõe retirar do consumidor o direito à migração por comunhão de carga, a partir de Assim, a partir dessa data, as migrações somente poderão ocorrer para consumidores com carga individual acima de 500 kw. Conforme apresentado no quadro abaixo, obtido do estudo da Thymos, constata-se que existem cerca de consumidores com demanda entre 75 kw e 500 kw no mercado cativo, dos quais consumidores já reuniriam condições para participar do mercado livre em regime de comunhão, e perderiam imediatamente o direito à migração para o mercado livre. Quadro 1 - Migração potencial por comunhão de carga Fonte: Thymos Energia A principal motivação do MME para o fim da comunhão de cargas é evitar a elevação dos subsídios no setor elétrico, razão pela qual a Abraceel realizou um estudo sobre os impactos tarifários da comunhão de carga em relação ao subsídio para as fontes renováveis de energia. 20

21 A pedido da Abraceel, a CCEE disponibilizou dados sobre os consumidores especiais que migraram para o mercado livre nos últimos 12 meses 4. De acordo com esses dados, do total de energia consumida pelos consumidores especiais, apenas 8,3% deve-se a consumidores que só realizaram a migração por conta da comunhão de carga. Entretanto, essa pequena participação no consumo diz respeito a 32% do total dos consumidores especiais que migraram, ou 2652 unidades consumidoras com MUSD contratado menor que 0,5 MW. Quadro 2 - Atual mercado por comunhão de carga Fonte: CCEE Desses números, é possível constatar que a eliminação da comunhão de carga irá afetar a competitividade de todo comércio e pequena indústria, trazendo baixo benefício na redução dos subsídios, mas causando grande impacto social, por afetar milhares de pequenas unidades consumidoras que buscam na redução de seu custo de energia elétrica, viabilizar seu negócio. Ou seja, trata-se de uma proposta de alto custo social com baixo benefício econômico, que dá um sinal equivocado ao fundamento da proposta do MME de aumentar a eficiência do setor. É importante complementar que o subsídio das fontes especiais (consumo) equivaleu a 5,76% da CDE em 2016, representando apenas 12,8% do total de subsídios tarifários 5. Esse número, associado ao fato de que subsídio provocado pela comunhão de carga corresponde a 8,3% do total de consumidores especiais, significa que o impacto da comunhão de cargas na CDE foi de ínfimos 0,48%, o que demonstra ainda mais que o objetivo do fim da comunhão de carga diminuição de custos na CDE será de baixíssima efetividade e alto impacto nos consumidores que já possuem o direto de migração ao mercado livre. 4 Anexo a esta contribuição. 5 Dados disponíveis na tabela 4 da Fls. 16 da Nota Técnica nº 398/2016- SGT/ ANEEL, de 12/12/

22 Na receita total do setor, considerando a receita de fornecimento do ACR e o volume comercializado no ACL com consumidores livres, os subsídios decorrentes da comunhão de carga representaram 0,06% das tarifas em Pelos motivos expostos, entende-se que a aplicação da medida é um retrocesso para ampliação do mercado e causará a perda de competitividade para indústrias e empresas de menor porte. Destarte, a conjunção das medidas propostas pelo MME, acrescidas do preconizado pagamento de novos encargos por consumidores que migrarem, caracteriza um fechamento do mercado que não encontra respaldo técnico ou comercial. Ou seja, a Consulta Pública nº 33/17 preconiza maior abertura de mercado, mas, na prática, reduz o mercado livre no curto prazo, com a promessa de ampliá-lo nos próximos anos. Ademais, o MME já propõe diversas alternativas mais eficazes para diminuição dos encargos, como a trava no desconto tarifário. Nessa direção, e de forma a mitigar o aumento do subsídio para fontes incentivadas, sem a redução dos potenciais consumidores do mercado livre, propõe-se a antecipação da possibilidade da aquisição de energia convencional a partir dos 500 kw de demanda e a extensão da possibilidade de comunhão de carga, de fato ou de direito, também para elegibilidade como consumidor livre. Vale comentar, ainda, que a redação proposta para o parágrafo 5 do art. 26 da Lei inexplicavelmente mantém a confusão entre lastro e energia: podendo o fornecimento ser complementado por empreendimentos de geração associados às fontes aqui referidas, visando à garantia de suas disponibilidades energéticas, mas limitado a 49% (quarenta e nove por cento) da energia média que produzirem. Na verdade, como o desconto é dado sobre a garantia física das usinas e repassado aos consumidores na proporção do lastro adquirido, não há que se falar em complementação pela energia produzida, que em nada altera a matriz de descontos constante das regras de comercialização do mercado. O papel das distribuidoras no futuro A Abraceel vislumbra que, no longo prazo, com a abertura total do mercado, deve haver uma mudança no desenho das atividades das distribuidoras. Nesse cenário, a atividade de fio continua como uma atividade regulada, com sua remuneração determinada pelo regulador e a atividade de energia passa a ser desregulada e opcional às distribuidoras. Ou seja, aquelas distribuidoras que desejarem abrir a própria comercializadora de energia, assumem, por conta e risco, os negócios de compra e venda de energia. 22

23 De parte da Abraceel, acredita-se que qualquer modelo que venha a ser adotado deva ter coesão, prazos estabelecidos que permitam uma transição segura, bem como a definição clara sobre os papéis institucionais. Para tanto, propõe-se estabelecer que até a liberalização total do mercado, as distribuidoras devam separar suas atividades, cabendo aos atuais concessionários e permissionários permanecer detentoras dos ativos de rede, mas afastar-se das atividades de comercialização regulada de energia. Com essa premissa, sendo livre a todos a escolha do seu próprio fornecedor, é lícito supor que, pelo menos de início, grande parte dos consumidores opte por permanecer suprido pela distribuidora que hoje os atende. Além desses, há que se considerar que é preciso preservar os que hoje têm tarifa social e considerar as perdas comerciais, eventuais inadimplentes, etc. Além disso, a proposta contém a previsão de criação de uma centralização dos contratos regulados de energia, a qual, entende-se, conduziria a uma tarifa Brasil, cujo preço seria a composição da carteira desse centralizador, à exceção daquelas Distribuidoras que possuem contratos bilaterais. Para atendimento aos consumidores mencionados anteriormente, considera-se que há duas possibilidades, ambas factíveis. Na primeira, a distribuidora, ao separar suas atividades, criaria uma empresa comercializadora que forneceria a energia suprida pela centralizadora dos contratos regulados de energia aos consumidores remanescentes em sua área de concessão, cobrindo igualmente as perdas, sendo ela a supridora de última instância. No segundo desenho, a própria centralizadora dos contratos regulados de energia forneceria a energia, que seria cobrada dos consumidores pela distribuidora fio, que agiria como uma mera repassadora, não tendo qualquer responsabilidade sobre a previsão de carga e eventuais inadimplências. As contribuições ao texto proposto pelo Ministério referentes ao Grupo 1 - Compromissos e elementos de coesão estão dispostas no anexo I desta contribuição. Grupo 2 Medidas de destravamento Desobrigação de contratação Assim como está posto na Nota Técnica 005/17-MME, entende-se que a proposta de redução da obrigação de contratação é essencial e está diretamente ligada com a separação de lastro e energia. A proposta, entretanto, não traz uma data ou um cronograma para a desobrigação de contratação, que se torna desnecessária em relação a todos os agentes a partir da data de separação entre lastro e energia e a adoção centralizada 23

24 para a adequação do suprimento. Presume-se que tal omissão deva-se à suposta necessidade de uma transição na separação entre lastro e energia. Nessa direção, deve ficar claro que a desobrigação terá início em janeiro de 2019 (data proposta pela Abraceel para separação entre lastro e energia), ou, alternativamente, acompanhar a data determinada pelo MME para a separação. Diante o exposto, a Abraceel propõe que a desobrigação de contratação seja concatenada com a contratação de lastro, conforme regulamento específico. É importante mencionar que hoje o sistema não possui qualquer problema para atendimento do consumo, embora haja uma alocação comercial de lastro (papel) que precisa ser equilibrada por meio da venda de excedentes, o que torna mais simples a desobrigação de contratação. Regras comerciais para máximo acoplamento entre formação de preço e operação Preços horários Como um dos pontos para maximizar o acoplamento entre formação de preço e operação, o MME propõe que, até 2020, os preços do mercado de curto prazo sejam calculados em intervalos de tempo horários. A Abraceel entende que a discretização e granularidade dos preços do mercado de curto prazo é fundamental para trazer maior eficiência ao setor. O preço de curto prazo é o principal sinalizador para tomada de decisões dos agentes, devendo refletir as condições de operação do sistema. Portanto, a Abraceel apoia a adoção de preços com intervalo máximo horário a partir de 2020, mas sugere que seja feita a partir de janeiro de 2019, posto que há prazo suficiente para conclusão dos estudos em 2017 e que o ano de 2018 poderia servir como ano sombra, conforme já sinalizado pelo ONS ao mercado. Além disso, ressalta-se a necessidade da efetiva implementação da governança da formação de preços estabelecida pela Resolução CNPE nº 7 de 2016, que traz competências e diretrizes para alteração dos dados de entrada, dos parâmetros e das metodologias da cadeia de modelos computacionais utilizados pelo setor elétrico. Para que o mercado possa ter maior confiabilidade na formação de preços por modelos computacionais, é essencial que o Ministério e a Aneel trabalhem de forma célere para que sejam delimitadas as competências da Cpamp e da Aneel, conforme explicito na ata de reunião da Comissão, realizada no dia 29 de março, de Valor máximo e mínimo do PLD 24

25 Em um contexto de maior granularidade temporal e espacial do preço, com o máximo acoplamento possível da formação do preço com as decisões de operação, é necessário revisitar a valoração do piso e teto do PLD. Em um cenário de preços horários e incentivo à reação da demanda, parece salutar que os preços do curto prazo sinalizem intervalos de sobreoferta ou escassez, refletindo a real operação do sistema e dando um sinal de preços aderente para os consumidores. Além disso, a definção dos valores máximo e mínimo do PLD está intrinsicamente relacionada com o preço do lastro a ser pago aos geradores, que utilizam as receitas inframarginal e supramarginal para compor a recuperação de seus investimentos (custos fixos). Deste modo, propomos que o limite máximo do preço da liquidação das diferenças seja coerente com os custos das usinas disponíveis para despacho e o custo do déficit. Formação de preço por oferta O Ministério acena com a possibilidade de que os preços do mercado de curto prazo sejam definidos por meio das ofertas de preços feitas pelos agentes de geração e por cargas que se habilitem como interruptíveis, com mecanismos de monitoramento de mercado que restrinjam práticas anticompetitivas. É importante ressaltar que diversos países com mercados desenvolvidos e em desenvolvimento adotaram os modelos de formação de preço por oferta. Dentre esses mercados, podemos destacar três que possuem uma forte participação hidrelétrica: 1) NordPool (90 GW de potência instalada; 400 TWh/ano de energia produzida semelhante ao Brasil): Dezenas de usinas hidrelétricas em cascata, interconexões internacionais, empresas públicas e privadas 2) Boneville Power Administration (BPA) (45 GW de potência instalada): 45 usinas hidrelétricas em cascata; 6 no Canadá, 39 nos Estados Unidos; restrições operativas complexas (salmões, recreação, usos múltiplos) 3) Colômbia (13 GW, 70% hidroelétrica): usinas em cascata; várias empresas. No Brasil o tema foi debatido no RE-SEB e no Comitê de Revitalização, onde foram apresentadas propostas concretas para a implementação do despacho por preços (Relatório de Progresso do Comitê de Revitalização nº 02 e Anexo F). 25

26 Nesse sentido, entendemos que já existe ampla experiência internacional e nacional para embasar a implementação do modelo de despacho e formação de preços por oferta (loose pool) no Brasil. Um ponto importante, contudo, é que não há razão para a indefinição temporal de sua implementação, o que causa grande incerteza ao mercado, podendo paralisar as negociações de longo prazo. Entende-se que a metodologia utilizada para formação de preço por oferta deva ser debatida com os agentes do mercado e definida até Com isso, a doção da formação de preços por oferta poderia ser implementada em 2021, garantindo a previsibilidade aos agentes do mercado e tempo hábil para que sua implementação seja feita de forma coerente. Assim, a Abraceel propõe que a criação de um grupo de trabalho para a definição, até 2019, da metodologia de formação de preço por oferta e que essa seja aplicada dois anos após a definição, ou seja, em Abertura de códigos e algoritmos de ferramentas computacionais A Abraceel acredita que a tecnologia caminha em direção ao desenvolvimento compartilhado de softwares livres, o que chamam de open source revolution. A economia colaborativa para desenvolvimento de plataformas e modelos computacionais tem se expandido ao longo dos anos. Mecanismos de processamento opensource, como Apache Spark e plataformas colaborativas de desenvolvimento de software, como GitHub e Genesys, são cada vez mais utilizadas. Até mesmo o maior desenvolvedor de softwares do mundo, o Google, tem seus códigos abertos para permitir interatividade com os usuários e aprimorar suas ferramentas, além de proporcionar transparência em suas atividades. A abertura dos códigos e algoritmos dos modelos de otimização do sistema está em linha com as tendências mundiais, propiciando oportunidades de debate e possíveis aprimoramentos. Além disso, os códigos abertos devem trazer maior transparência ao processo de formação de preço, contribuindo para elevar sua credibilidade. Pelos motivos expostos, a Abraceel apoia a abertura de códigos e algoritmos de ferramentas computacionais. Tratamento para os serviços ancilares O Ministério propõe que os serviços ancilares de energia elétrica possam ser adquiridos em mecanismo competitivo e remunerados por preço ou tarifa definida pela Aneel. 26

27 É de extrema importância, num contexto de aumento da capacidade de geração intermitente, ter um mecanismo adequado para remuneração dos serviços ancilares. Mecanismos competitivos para a prestação do serviço trazem maior eficiência ao modelo, incentivando que os equipamentos mais adequados prestem os serviços necessários para regulação da rede. Deste modo, apoiamos a proposta do Ministério, mas propomos que seja definida uma data para a implementação da medida. Pelos motivos expostos, propõe-se que o tratamento para os serviços ancilares de energia elétrica, a partir de 01 de janeiro de 2019, sejam adquiridos por meio de mecanismo competitivo. Garantias Financeiras A proposta do MME traz a possibilidade de chamada de margem diária para cobertura de exposições ao MCP, o que contribui para a robustez do modelo de garantias. A Abraceel já propôs a chamada de margem para alteração das garantias financeiras à Aneel durante as audiências públicas que trouxeram propostas para alterações no mecanismo e entende que a medida é benéfica ao setor e está em linha com discretização de preços e o amadurecimento do mercado. A medida proposta pelo Ministério, entretanto, não possui data de implementação, sendo esse um aspecto importante para sua plena eficácia, e não deixa claro qual seria o horizonte (de posições em aberto) para a chamada diária de margem. É importante também destacar que a alteração é sensível e deve causar um grande impacto aos agentes, por este motivo, deve ser amplamente discutida pelo mercado. Nesse sentido, também é fundamental caminhar para a redução dos prazos de liquidação da CCEE, de modo que a alteração no modelo de garantias possa proporcionar maior segurança para o MCP sem onerar demasiadamente os agentes. Entende-se que se deva caminhar para um mecanismo de garantias on-line onde se exige o aporte prévio de garantias para o registro de contratos de venda, considerando a expectativa de geração dos agentes, alinhado à redução do horizonte mensal de liquidação, prevendo chamadas para alteração da margem quando for percebida uma alteração da expectativa de preços ou da previsão de geração pelo agente. 27